基于多元统计方法的油气成藏关键因素筛选与分析——以江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏为例

彭 伟，黄 华，杜学斌，张 成，何云龙，李 宸，赵 珂，杨 盼

(1.中国石化 江汉油田分公司 勘探开发研究院，武汉 430223；2.中国地质大学(武汉) 海洋学院，武汉 430074；3.中国地质大学(武汉) 构造与油气资源教育部重点实验室，武汉 430074)

江陵凹陷位于江汉盆地西部，是江汉盆地面积最大的沉积凹陷，也是除潜江凹陷外江汉盆地最主要的富油凹陷，勘探面积6 500 km2[1-6]。目前江陵凹陷探明石油地质储量1 948.39×104t，资源探明率仅为20.8%，在潜江凹陷勘探程度高、难度大的情况下，江陵凹陷的勘探更为重要和迫切。近年来江陵凹陷岩性油藏勘探不断取得发现，已成为江陵凹陷油气勘探和增储上产的重要领域，但其成藏规律的研究和认识程度仍然较低，尤其是对岩性油气藏控制因素尚未开展系统研究，制约了岩性油藏的勘探进程[7-13]。本文借助多元统计手段，对相关控制因素进行了因子分析，筛选出主要的控制因子进行进一步的讨论，提出在相近成藏条件下，江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏受储层物性控制，而储层中硬石膏胶结物的含量是控制物性好坏的主要因素。

1 地质概况

江陵凹陷以新太古界—新元古界变质岩和震旦系—侏罗系沉积岩为基底，自下而上依次为白垩系红花套组、渔洋组，古近系沙市组、新沟嘴组、荆沙组、潜江组、荆河镇组，新近系广华寺组及第四系平原组(图1)，其主力含油层系是新沟嘴组。受区域构造控制，凹陷构造格局具有隆洼相间的特点(图2)，平面上划分为5个正向构造单元(荆州背斜带、万城断裂带、公安斜坡带、涴市断裂带、拾桥单斜带)和4个负向构造单元(梅槐桥向斜带、资福寺向斜带、清水口向斜带、江口向斜带)。

图1 江汉盆地江陵凹陷地层综合柱状图

图2 江汉盆地江陵凹陷构造单元划分

新沟嘴组沉积期具有“盆缓、水浅、咸化、源远”特征，形成了江陵凹陷独特的“浅水—盐湖沉积体系”[14-19]。沉积体系主要以浅水三角洲和湖相为主，在盆内同沉积断层前缘偶见湖底扇沉积体系；整体水介质的古盐度较高，膏盐大量发育，深刻影响了沉积—成藏过程。

2 岩性油藏成藏主控因素

2.1 成藏基本特征

烃源岩是油气成藏的物质基础，优质烃源岩大面积分布是成藏的关键[20-21]。江陵凹陷主力烃源岩为新沟嘴组下段，从有机质丰度指标看，垂向上有利烃源岩主要分布在新下段Ⅱ油组，其有机碳含量平均为1.68%，氯仿沥青“A”含量平均为0.245 8%，生烃潜量平均为5.29 mg/g，总体评价为中等—好烃源岩(表1)。

江陵凹陷新沟嘴组主要发育3种类型储集体：三角洲前缘型、滩坝砂型和湖底扇型储集体(图3)。三角洲前缘型储集体发育最广泛，是江陵凹陷北部物源形成的三角洲向浅水湖盆大规模推进的产物；滩坝砂型储集体是湖浪作用改造三角洲砂体的产物[4,19,22-23]；湖底扇型储集体是三角洲砂体向湖盆中心推进在同沉积断层前缘发育的产物。总体上，这3类储集体粒度较细，以粉细砂岩为主，少量达到中—粗粒砂岩级别。储层类型上，不同沉积类型储集体的物性也具有较大差别。三角洲前缘相砂体中等孔隙度样品所占比例明显高于其他2类，可达45%；中等渗透率所占比例也明显高于其他2类，近40%，孔渗平均值较大，物性最好。滩坝砂和湖底扇砂体孔渗性相差不大，总体物性较差，大多处于特低孔特低渗—低孔低渗之间(图4)。

表1 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组下段不同油组烃源岩指标对比

注：表中数值意义为：最小值～最大值/平均值；烃源岩评价标准为：0.6%﹤w(TOC)≤1%中等,1%﹤w(TOC)≤2%好，w(TOC)>2%很好。

图3 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组有利烃源范围与沉积相叠合图

江陵凹陷新沟嘴组地层现今压力系数大多介于1.0～1.2之间，表现为弱超压。弱超压主要分布在洼陷中心，表明地层超压以生烃增压为主。从恢复的古压力来看，古超压范围主要分布在梅槐桥洼陷和资福寺洼陷，从压力系统与油藏平面叠置图(图5)看，超压区到常压区油藏均有分布，但油藏类型明显不同，构造—岩性和岩性油藏主要分布在超压区或者超压—常压过渡区，构造类油藏主要分布在常压区。分析认为主要是与储层类型有关，岩性类油藏在烃源区主要以滩坝和坡折砂储层类型，砂体侧向连通性差，油气难以远距离运移，呈近源成藏，平面上岩性油藏具有环超压区(生烃洼陷)分布的特征。构造类油藏主要以三角洲砂岩储层为主，呈指状延伸至烃源区，往常压区储层变厚、物性变好，易于油气大规模侧向运移。

图4 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组主要储层类型

图5 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组下段古压力系数(28 Ma)与油藏类型叠合图

2.2 主控因素提取方法

江陵凹陷岩性油藏按储层类型可划分为湖底扇型、三角洲前缘砂体型和滩坝砂体型3类。总的来讲，储层的孔渗性都较差，属于低孔低渗—特低孔特低渗型。毋庸置疑，生、储、盖、圈、运、保共同决定了岩性圈闭成藏与否及其规模大小，但是很难确定哪些因素具有实质性的主导作用。本次研究尝试利用多元统计分析方法(SPSS软件)，通过因子分析和多元线性回归，查明岩性油藏的主控因素[24-26]。

因子分析法的基本思想是找到能控制所有变量的几个随机变量，从而描述多个变量之间的相关性，并以相关关系的亲疏进行聚类，使得每一类变量之间相关性较高，而类间变量的相关性很低。每一类变量实际上就是一个基本结构，也就是公共因子。因子分析的一般数学模型为：

xm=am1F1+am2F2+…+amnFn+εm

式中：x1,x2,...,xm为实测变量；aij(i=1, 2,…,m;j=1, 2,…,n)为因子荷载；F1,F2, …,Fn为公共因子；ε1,ε2, …,εm为特殊因子；它们都是不可观测的随机变量。

因子分析有4个基本步骤：(1)确认待分析的原有变量是否适合作因子分析；(2)构造因子变量；(3)利用旋转方法使因子变量更具有可解释性；(4)计算因子变量得分。

本文选取江陵凹陷已发现不同构造位置的9个岩性类油藏进行主控因子分析，统计油藏参数涉及到的油气成藏静态要素和动力条件方面的参数共12个，明确岩性油藏含油高度的主控因素(表2)。

2.3 提取结果分析

运用主成分分析提取法从上述12个地质因素中挑选10个主要地质因素进行因子分析(表3a)，并将其整体归类为F1(第一公因子)与F2(第二公因子)。第一公因子F1能解释46.409%样本的信息，第二公因子F2可以解释29.934%样本的信息，2个公因子累计可以解释76.343%样本的信息(表3b)，因此可以认为公因子F1和F2控制了岩性油藏的发育。但公因子F1和F2在地质模型中并不具备实际含义，不利于解释岩性油藏的控制因素，而在因子分析法中，当各公共因子对于原始指标的反映不明显时，可利用因子旋转法，得到互不相关的公共因子，来分散公共因子的贡献，也就是用第一公共因子解释一部分变量，第二公共因子解释另一部分变量，依次类推，使每个公共因子有实际含义，有助于分析与解释(表3c)。

表2 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏主控因素分析参数统计

表3 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏含油高度控制因素公因子提取及因子旋转参数统计

Table 3 Extraction and rotation table of main controlling factors of stratigraphic reservoirsin Xingouzui Formation in Jiangling Sag, Jianghan Basin

从岩性油藏含油高度主要因素的第1、2载荷平面图上可以看出(图6)，与第1公因子相关的参数为烃源类表征参数(红色圈内)和运移类表征参数(绿色圈内)，与第2公因子相关的参数为储层类表征参数(紫色圈内)，综合分析认为江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏具有烃源、压力、储层“三元”控制的特征。目前研究已证实江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏具有“近源、环洼”的聚集特征，因此在烃源条件和运聚条件相对明确的情况下，储层条件的认识对于岩性油藏勘探显得更为迫切。

图6 江汉盆地江陵凹陷岩性油藏含油高度主控因素的第1、2公因子载荷平面图

3 储层物性主控因素筛选

为了查明储层物性主控因素，本文选取与上述油藏关联的8口单井进行薄片鉴定及物性资料统计，探究影响储层物性的主要因素，即主控成分。储层物性主控因素分析中涉及到的相关参数包括石英、长石和岩屑等3个碎屑颗粒含量参数(沉积参数)以及碳酸盐胶结、硬石膏胶结、杂基、次生加大和黏土矿物等5个填隙物含量参数(成岩参数)。遵循同样的原则，对数据进行基于主成分的因子分析，归类得到3个公共因子，并利用因子旋转法获得不同参数对公共因子的贡献，从而得到砂岩物性影响因子载荷图(图7)。

F1为主要的控制因子，代表“碳酸盐和硬石膏胶结作用”，主要控制岩性油藏储层的孔渗性；次之为F2“石英碎屑颗粒含量”，再为F3“岩屑颗粒含量”(图7)。即碳酸盐和硬石膏的胶结作用是影响研究区储集层物性的主要因素。因此，在储层物性条件分析中，需主要考虑碳酸盐和硬石膏的胶结作用。

4 储层物性微观机制分析

江陵凹陷新沟嘴组成岩作用明显受沉积水介质性质的控制，成岩特征呈现出咸水介质富碳酸盐胶结与盐湖富硬石膏胶结特征[27]。通过对新沟嘴组砂岩储层胶结物含量与孔隙度关系统计发现，碳酸盐和硬石膏胶结物对岩性油藏储层物性起关键作用，物性随胶结物含量增加而降低(图8a，b)。这主要受江陵凹陷新沟嘴组岩性油藏“近源、环洼”特征所决定，岩性油藏靠近生烃中心，埋深较大(基本大于2 500 m)，砂岩储层中原生孔隙保存较少，在成岩过程中，碳酸盐和硬石膏的胶结作用使得储层进一步致密化。

图7 江汉盆地江陵凹陷新沟嘴组储集层物性主控因素因子旋转结果及因子载荷图

图8 江汉盆地江陵凹陷碳酸盐胶结物、硬石膏胶结物与物性的关系对比

图9 江汉盆地江陵凹陷耀1井滩坝砂岩性油藏砂岩储层胶结物含量与孔隙度关系

总体来看，硬石膏胶结对于砂岩储层次生孔隙发育不利，但硬石膏胶结过程中碳酸盐发生了溶蚀，又在一定程度上增加了储层孔隙度。研究表明硬石膏的发育对储层物性的影响具有双重作用，硬石膏含量在一定范围内往往对应相对较高的孔隙度。根据油水干物性图版(图9)以及硬石膏胶结物含量与孔隙度的关系散点图(图10)得出，硬石膏胶结物含量7.5%是储层物性临界值，当含量大于7.5%时，储层物性偏干。

江陵凹陷新沟嘴组沉积时期具有咸化湖盆沉积特征，其成岩过程受控于成岩早期古湖盆的水介质条件[27]，在湖盆水体分层效应的影响下，水介质条件(盐度)与湖盆水体深度密切相关。本次研究也发现同一层位硬石膏胶结物含量随古水深增加呈增大趋势(表4)。因此下步可开展研究古水深控制下的硬石膏胶结物含量分析，大致确定硬石膏含量高值带和低值带，进而确定次生孔隙发育带和有利储层发育区。

图10 江汉盆地江陵凹陷有效储层硬石膏含量与孔隙度关系

井名层位古水深/m方解石/%硬石膏/%沙32井Ⅱ油组12.28.01.0金斜9井Ⅱ油组16.04.06.0虎斜7井Ⅱ油组18.20.515.0

5 结论

在源岩生烃条件和原油的运聚条件相近的情况下，通过多元统计手段分析后，认为江陵凹陷新沟嘴组岩性油气藏受储层物性条件控制，而决定储层物性条件的主要因素是硬石膏胶结物和方解石胶结物，硬石膏含量小于7.5%左右时，最有利次生孔隙发育，而形成相对高孔渗带，因此可以根据硬石膏的含量来进行有利储层发育区预测。